解密克深致密气藏优化课件

解密克深致密气藏优化井眼激发产能的秘诀汇报人：张皓克深致密气藏气藏位置：位于克拉苏结构带、克深凹陷北侧、塔里木盆地北部岩性特征：辫状三角洲相砂岩主要生产区为上白垩纪的Bashijiqike沉积Kelasu结构带构造演化史新近纪康村期，克拉苏断层只切割前三叠纪。由于连续沉降，三叠纪和白垩纪底层均略有变形。克拉苏北部断层到达盐层克拉苏南部断层切割侏罗纪其他断层切割盐层克拉苏和北克拉苏断层到达表面生产挑战Table1—ProductionofKeshenProductionWellsWellTypeTestMethodNozzle(mm)GasProduction()PercentBestCompletion64038%Acidizing10100BetterCompletion30.4538%Acidizing980BadCompletion3024%Acidizing56单井产能差异巨大，使用生产数据划分为三组：较好差完井测试中无产量、激发后获得良好的产量完井测试中或激发后均无产量最佳完井测试中有良好生产率、激发后获得较高的产量生产挑战Figure2—WellProductivity生产测试不仅受原始储层条件（如孔隙度、孔隙压力、水饱和度等）影响，而且受生产计划（如喷嘴尺寸）的影响。为评价井的自然生产力，使用绝对无阻流量（AOF）。29口井中的7口,占23%，具有低的AOF（<50)，与生产统计资料几乎吻合。从地球科学到工程的综合工作流程Figure3—Integratedworkflowforproductivitycontrolling生产不仅受油藏自然属性控制，而且要受工程（如钻井、完井）的影响。此外，极端储层条件（超深、高温、高压）阻碍数据采集，例如测井、地震采集或处理、生产剖面等。因此，单域研究难以厘清这种致密气藏的产能奥秘。建立从地质学、地球物理学、地质力学和油藏模拟到工程（刺激和后压裂）的综合工作流程。外部循环：来自不同域的所有工作流。内部循环：岩芯样本和大区块上的现场实验支持构造大部分背斜上的井很有可能有高的产量。Figure4—CorrelationbetweenDepthandproduction储层性质岩性特征：高厚度砂岩、与薄泥岩互层、砂岩比高；大多数井中，未观察到泥岩屏障。解释所有砂岩为气体区井中未发现水储层性质本研究使用孔隙度和厚度的乘积（Ф×H）表示储层性质并建立Ф×H和AOF的相关性。Figure7—CorrelationbetweenΦ*Handproductivity研究结果表明：高产能的井必须具有高Ф×H，但有些井拥有高Ф×H不具高产能。：高Ф×H是高产能的先决条件，因此被钻开和射孔的区域越厚，更有机会获得高产能。NF(天然裂缝)Figure9—FractureinterpretationfromFMIImageNF（天然裂缝）Figure10—CorrelationbetweenNumberofNaturalFractureandProduction本研究中，应用NF的数量及其与FMI图像的关系来与生产数据相关联。如图10，NF数量与产能几乎没有相关性，即NF的数量对油井产能并不重要，而主要的因素是裂缝的有效性，比如连通性。NF（天然裂缝）Figure11—StrikeofNaturalFractureindifferentblocks(Left,block1;Right,block2)裂缝彼此不连通裂缝彼此连通Block1Block2NF（天然裂缝）Figure12—ProductioncomparisonforBlock1andBlock2结论：连通的裂缝（网状裂缝）是评估裂缝有效性的关键因素，也是该致密气藏高产量的关键因素。地质力学研究MEM(机械地球模型）是区块或者盆地中特定地层剖面的原位应力和岩石力学性质状态的数值表示。以前的研究更多是构建一维的MEM，结果表明：对于所有的深度范围，储层孔隙压力均值为116MPa，上覆压力均值为167MPa，最小水平应力均值为135MPa，最大水平应力均值为170MPa。在克深储层中，最小和最大水平应力之间的差值超过30MPa，为评估应力性质，本研究专注于建立三维地质力学模型。模拟处理后：该区域最大水平应力约为160-190MPa，这与其结构有关，如构造顶部较低，侧翼较高，尤其是背斜最深部分的北坡。地质力学研究Figure14—DirectionofMaximumhorizontalstressinBlock1据观察，从中心向西移动，最大水平应力方向逐渐变为E-W方向。以往研究中并未厘清应力方向变化与断层有何种关系，故本研究选择3DMEM(三维机械地球模型)研究应力方向与天然裂缝之间的关系。地质力学研究选择具有不同天然裂缝性质（刚度）的三口井以构建包括离散生成网络（DFN)在内的小型3D模型。Figure15—InteractionbetweenNFandMaximumHorizontalstress天然裂缝的刚度可以作为天然裂缝发育水平的指标，即天然裂缝的孔径或者密度越大，刚度越小。KS208井、KS2-2-3井和KS2-2-5井的天然裂缝刚度分别为8E7GPa、8E5GPa和8E4GPa。KS208井天然裂缝刚度大，应力不偏转，保持东北向西南。KS2-2-5井天然裂缝刚度小，应力强烈偏转，变为西北向东南。应力方向几乎平行于裂缝方向。产能控制因素1.构造是基础：背斜顶部或背斜长轴上井产能通常高；2.储层性质是前提：高产量的井应具有高的Ф×H；3.天然裂缝最好彼此连通：区块3中具有交错天然裂缝的大多数井具有高产量；4.天然裂缝走向和应力方向耦合是关键：天然裂缝走向和最大水平应力之间的交叉角与没有交错天然裂缝的井的产能有很好的相关性。克深致密气藏产能控制因素激发效应评价为了实现高生产率，克深地区大多数井将在开采之前进行增产处理。不同的刺激对储层性质改变的影响不尽相同。Figure17—Correlationbetweenperforationintervalthicknessandproduction射孔：射孔间隔与产能正相关。激发效应评价Table2—Actualfracjobsummaries激发效应评价实际浆液速率模拟处理速率井底支撑剂浓度模拟支撑剂浓度实际处理压力模拟处理压力Figure18—Treatingpressurematchofstage1,wellA激发效应评价Figure19—Treatingpressurematchofstage1,wellB激发效应评价Table3—SimulatedresultsofHFNFigure20—SimulatedfracturegeometryandconducvitityofStage1井A阶段1产生更长更宽的支撑HFN。井A阶段1被泵入862的压裂液和54吨的支撑剂，而井B阶段1则是875的压裂液和45吨的支撑剂。井A的HFN支撑长度和宽度比井B的HFN的支撑长度和宽度分别大11.7%和35%。类似的事情发生在这两个井的阶段2。回流后，A井的AOF为653×，B井的AOF为466×。模拟优化建议1.背斜顶部，通常是沿着背斜构造长轴方向（西向东）2.如果开发的储层具有连通天然裂缝，需要大的射孔间隔来连接钻孔和储层，以获得高产能。此时刺激不是必需的。3.如果没有连通的天然裂缝，角度（θ）将用于选择刺激方法。当角度(θ)很小，在钻井过程中采用酸化去除重泥浆污染;当角度（θ）大时，需要压裂才能形成水力压裂以增加油藏连通性，从而满足高产量目标。应用结果在应用研究结果之后，由支撑剂压裂激发后的井的天然气产量显示出显著的提升：平均日产量从低于0.46M/井至超过0.79M/井。发展前景构造、裂缝和应力是影响克深致密气藏产能的三个主要因素。所有这些都是由地质年代的构造演化产生和控制的。模拟整个库车地区的构造演化肯定有助于了解克深致密气田形成的过程，并发现区块之间的生产差异。在地震采集和处理中还应考虑新技术，以便更好地理解复杂结构。结论从地质学到工程的综合研究破解了克深致密气藏的产能秘密。对于具有良好的储层性质，交错的天然断裂，需要具有更多数量和间隔厚度的射孔以使储层和井眼之间更好连接。对于没有交错天然裂缝的储层，根据θ角（天然裂缝走向/MN应力方向）有两种选择。当θ角度小时，仅需要酸化以去除储层上的重垢（厚泥浆）污染，当θ角大时，使用水力压裂以激活天然裂缝，使用支撑剂增加孔隙并产生水力压裂以连通天然裂缝，从而获得高产量。致谢感谢中石油塔里木石油公司和斯伦贝谢公司支持这项工作并允许发表本文。感谢邱凯宾，黄永杰，赵兆，肖谷，潘元，方罗，董建东，王新，马世英，张春辉对TASK项目和本文的贡献。致谢Thanks！谢谢大家！